稠油油藏多轮次减氧空气吞吐后复合注气增油机理

2022-07-25郭小哲赵健高旺来蒲雅男李成格尔高能

新疆石油地质 2022年4期

郭小哲，赵健，高旺来，蒲雅男，李成格尔，高能

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839000）

中—深层稠油油藏和海上普通稠油油藏一般采用注水开发，受储集层非均质性强及油水黏度比大的影响，中—后期含水率上升快，含水率高，采出程度低，水驱效果大幅降低[1-3]。为了降水增油，提高水驱稠油油藏的采出程度，注气吞吐得到了大规模应用，吐哈、大港、胜利、河南、渤海等油田进行了不同气体吞吐的现场实践，并获得了较好的增油效果[4-9]，对增油机理取得了一定程度的认识。

前人通过PVT实验及填砂管驱替实验，开展二氧化碳和原油体系高压物性测定，认为增油机制是二氧化碳溶胀降黏、驱油及抑制底水锥进[10]；通过混溶实验和核磁共振实验，进行了减氧空气吞吐研究，认为形成泡沫油流分散降黏，同时封堵水流优势通道，扩大波及体积为其提效机理[11]；通过一维填砂管实验和二维可视化实验，认为减氧空气吞吐驱油机理是封堵高渗层或者高渗条带，扩大波及体积[12]；通过对吐玉克油田深层稠油进行天然气溶解与降黏室内实验，认为增油机理主要是原油中溶解天然气而降黏[13]；根据注气膨胀实验和注气吞吐物理模拟实验，二氧化碳与稠油的作用效果要明显好于减氧空气，二氧化碳和减氧空气复合吞吐可实现溶解、降黏和增能的协同效应[14]。

在单一气体吞吐增油机理研究基础上，许多学者开展了不同气体复合吞吐[15-19]和多轮次吞吐[20-23]研究，但多集中在二氧化碳、降黏剂、蒸汽等的复合吞吐，对减氧空气、二氧化碳和天然气复合吞吐的研究较少。复合吞吐的机理不够明确，其研究也多在热采或吞吐5轮次以内，对5轮次之后的相关研究更少。

本文针对稠油油藏水驱后含水率增高、开采效率降低、后续减氧空气吞吐增油周期变短及吞吐效果变差的问题，开展接续轮次的减氧空气、二氧化碳和天然气复合吞吐原油组分变化规律实验，一维吞吐10轮次增油实验和三维吞吐8 轮次增油实验相关研究，并结合一注一采正对井和反五点井网数值模拟，揭示不同气体驱替的增油机理，提出多轮次后的复合吞吐优化方案，为稠油油藏提产增效提供参考。

1 研究思路

当深层稠油和海上稠油经历水驱后含水率过高时，进入注气吞吐阶段。减氧空气吞吐中氧气含量较低，注入过程中氧气基本消耗完毕，与储集层液体的相互作用实质上是氮气，因此，本文不考虑减氧空气吞吐中的氧化作用。

稠油油藏的注气吞吐增油机理有堵水、降黏、置换、增能、萃取、混相（降低界面张力）等[10-12]，不同气体吞吐的增油机理不同（表1）。

减氧空气很难溶解在油和水中，注入时快速进入水淹通道，返排时以堵水增油为主，置换作用为辅。天然气本身为有机物，易溶于油，注入天然气可大幅降低原油黏度，生产时如果控制在一定压差范围内，可以与原油产生泡沫油，起到堵水作用；同时，天然气还可以动用原油的重质组分。二氧化碳的作用介于减氧空气和天然气之间，可以降黏、堵水和置换，可以萃取残余油中的轻质组分。

3 种气体在稠油吞吐过程中都有增能作用，堵水、降黏等的机理有差异，单独应用时也是多个增油作用的综合效果，一般认为天然气优于二氧化碳，二氧化碳优于减氧空气。

多轮次吞吐之后，往往存在气体作用区域变化小、有效期变短、增油效果降低等现象。借助不同气体的增油机理，改变注入气体，则会提高生产效益。

因此，在水驱油藏达到较高含水率后，首先进行10轮次吞吐的一维填砂人造岩心驱替实验，其中前5轮次应用减氧空气吞吐，之后进行减氧空气和二氧化碳复合吞吐，最后进行天然气和减氧空气复合吞吐，由于天然气和二氧化碳吞吐的混相降黏机理相似，再考虑更经济的减氧空气作为首选，实验中没有涉及这2种气体的复合。在复合吞吐过程中，研究周期产油量的变化以及产出原油的组分变化，为研究机理奠定基础。在实验基础上进行数值模拟，分别建立正对井和反五点井网的10 轮次吞吐模型，继续评估复合吞吐的增油效果；然后在已有优化方案基础上，应用三维物理模型模拟8 轮次，进一步验证复合吞吐的效果；最后与现场实际井的生产进行对比，总结不同气体和不同气体复合的增油机理。

2 10轮次吞吐一维实验

应用一维填砂人造岩心进行不同气体10 轮次吞吐实验（表2），岩心渗透率为300 mD，原油黏度为300 mPa·s，填砂管长度为30 cm，实验温度为80 ℃。水驱至含水率达到70%之后进行注气吞吐实验，以注气压力达到30 MPa设计轮次注气量。

表2 10轮次吞吐—维实验结果Table 2.Results of one-dimensional experiment on 10 cycles of huff and puff

实验结果表明：①在吞吐初期，气体吞吐的效果随着地层与气体接触的区域变大，周期产油量会有所上升，第3轮次后效果出现下降趋势；②第6轮次下降速度较快，即使运用了减氧空气+二氧化碳的复合吞吐，也没有抑制下降的趋势；③第7 轮次的二氧化碳+减氧空气的复合吞吐在第6 轮次基础上增油明显，其原因是二氧化碳进入储集层内部与油水混合，发挥了降黏和堵水作用，减氧空气在近井端由于贾敏效应增加了水流阻力；④第8 轮次的减氧空气+天然气吞吐增油最为明显，初步认为其原因是天然气对近井区域的重质组分（沥青质和非烃）的溶解作用增强了油相的流动性，该假设可通过后续组分变化规律进行验证；⑤第9 轮次天然气+减氧空气吞吐的效果变差，第10 轮次单一天然气的吞吐效果优于第9 轮次的复合吞吐，说明天然气的降黏和增能作用明显。

3 10轮次吞吐原油组分变化

应用吐哈盆地鲁克沁油田原油样品（地下原油黏度约300 mPa·s），在多轮次吞吐一维实验中，对产出原油进行族组分分析，据此来判断吞吐过程中是否存在注入气对原油中轻质组分的萃取，以及是否存在溶解沥青质或胶质的情况（表3）。

表3 鲁克沁油田原油样品多轮次吞吐一维实验原油族组分分析结果Table 3.Results of analysis on group components of crude oil samples from Lukeqin oilfield in one-dimensional experiment on multi-cycles of huff and puff

原油族组分构成对黏度的影响具以下规律：①饱和烃含量越高，黏度越低；②芳香烃含量越高，黏度越低，影响程度低于饱和烃；③非烃含量越高，黏度越大；④沥青质含量越高，黏度越大，影响程度大于非烃。

由以上规律，对实验结果分析如下：①减氧空气吞吐5 轮次后，产出原油的组分与初始原油组分差异不大，注入减氧空气吞吐的作用机理是在地层中水淹区域由分散相小气泡聚合成大气泡或段塞流，通过孔隙喉道时产生贾敏效应，增加水流阻力，扩大水的波及体积[12]；②天然气有利于沥青质的采出，第8—第10轮次中测试了天然气的复合吞吐效果，采出的沥青质明显增加，说明在之前吞吐中近井附近滞留了部分含沥青质较多的重质原油，降低了原油的流动性能，天然气的溶解作用使该部分得以动用，同时也起到了解堵作用，提高了增油效果，进一步验证了初始的假设；③先注入减氧空气再注入天然气，对重质组分的动用程度最大，与最初原油的族组分对比，复合吞吐采出油样中，对黏度影响较大的非烃和沥青质含量明显上升（除第7 轮次外），上升幅度最大的是先注入减氧空气再注入天然气，减氧空气深入地层起堵水作用，改善水驱流线，天然气可溶解高黏物质，增加原油流动性；④二氧化碳+减氧空气复合吞吐动用剩余油效果好，第7 轮次中，吞吐时先注入二氧化碳，再注入减氧空气，二氧化碳在储集层内部一方面更易溶于原油，降低油相黏度，另一方面气水共存形成更好的堵水效果，在减氧空气的协同作用下更好地驱替了剩余油，与其他方案相比，该方案对动用重质组分的作用是有限的，因此结果显示为饱和烃含量增加。

4 10轮次吞吐数值模拟分析

为了进一步评估多轮次吞吐的增油效果，应用CMG（2015 版）数值模拟软件分别建立了一注一采正对井模型和反五点井网模型。

4.1 一注一采正对井模型

构建网格数为30×30×3的概念模型，网格步长Dx=Dy=5 m，Dz=10 m；纵向上，中间层渗透率为300 mD，孔隙度为28%；上层和下层渗透率均为100 mD，孔隙度为25%。地下原油黏度为300.0 mPa·s，地下水黏度为0.5 mPa·s。

应用一注一采正对井模型模拟采油井生产动态，当采油井含水率达到70%时，开始注入减氧空气。第1 轮次注气速度为4.0×104m3/d，共注入10 d，闷井7 d，注气和闷井过程中注水井处于关井状态，此后每一轮次的注气速度依次增加10%，至第10 轮次注气速度达到7.6×104m3/d，模拟得到10 轮次生产动态数据。

随着吞吐轮次增加，有效期和增油量递减，这是客观的趋势，即使每轮次都增加了注气量，但气体的作用范围是有限的，再加上多轮次对作用有效区域的扫洗，含油饱和度也会越来越低，减氧空气在水道中封堵作用越来越弱。若以增油量250 t 为经济界限，则第6 轮次后的吞吐已经没有经济效益。因此，从第6 轮次开始分析不同气体或者不同气体复合的吞吐效果。

二氧化碳和减氧空气复合吞吐的增油量对比如图1 所示。先注入二氧化碳再注入减氧空气的增油效果要好于先注入减氧空气再注入二氧化碳，与一维实验生产规律实验结果一致。而单纯注入二氧化碳的增油效果则处于二者之间。

天然气和减氧空气复合吞吐的增油量对比如图2所示。比较先注入天然气后注入减氧空气和先注入减氧空气后注入天然气这2 种方案可以看出，后注入天然气的方案增油效果更好，增油可达49.51%，同时也与单管吞吐实验结果相符。这是由于天然气能增加近井地带的重质组分采出，提高洗油效率。模拟中只注入单纯天然气的增油量最高，其原因是天然气易溶于原油中，可大幅降低原油黏度，在稠油油藏中使用效果较好。

4.2 反五点井网模型

构建网格数为30×30×3的反五点井网模型。模型有4口注水井和1口采油井（也是注气井），Dx=Dy=5 m，Dz=10 m（储集层厚度为30 m）；纵向上，中间层渗透率为300 mD，上层和下层均为100 mD。

注气吞吐前水驱至含水率70%，然后进行10 轮次注入减氧空气吞吐，各轮次注气量和闷井时间与正对井模型一致。随着吞吐轮次的增加，增油量逐级减少。前3 轮次中增油量降低速度快，随后轮次中降速趋缓。仍以增油量250 t为经济界限，第4轮次吞吐低于该界限。由此，反五点井网模型从第4 轮次开始探讨不同气体或不同气体复合的吞吐效果（图3）。

先注入二氧化碳再注入减氧空气方案的增油效果，要好于先注入减氧空气再注入二氧化碳方案；由于天然气能增大近井地带重质组分的流动性，所以注入天然气方案都比注入二氧化碳方案的增油效果好，其中，先注入减氧空气再注入天然气方案的增油效果最好。

5 8轮次吞吐三维实验验证

为了进一步验证以上一维物理模拟和数值模拟结果，建立0.55 m×0.45 m×0.10 m三维物理模型，储集层分3 层填砂，中间层渗透率约300 mD，上层和下层渗透率约100 mD。采用反五点井网注水，模型4个角设置注水井，中心设置采油井（也是注气井）。

模型首先饱和水，试压不渗漏后，测量饱和水体积，计算模型孔隙体积；然后进行油驱水，计算含油饱和度；再进行水驱油，含水率达到70%之后，进行多轮次不同气体的吞吐，注气以压力达到30 MPa为限。

实验结果如表4 所示，水驱采出程度17.10%后开始注气吞吐，周期采出程度均在1.00%以上，与现场实际注气吞吐具有明显效果的井基本一致。

表4 三维物理模型不同轮次结果Table 4.Results of experiments on different cycles of huff and puff in a 3D physical model

由以上实验结果得到结论如下：①只用减氧空气吞吐，第3轮次吞吐效果明显下降；②由第5轮次和第6 轮次可知，二氧化碳和减氧空气复合吞吐增油效果明显，而且轮次效果保持较好，可以多轮次应用；③第7轮次中减氧空气+天然气增油效果与第3轮次持平，但第8 轮次增油明显下降，分析原因是模型较小，近井区域的含油饱和度较低，利用溶解近井原油重质组分增加油的流动性这一机理比较难发挥作用，实际油藏储集层较厚，平面和纵向非均质性强，比实验效果会好，建议吞吐不超过3轮次。

6 增油机理

由以上实验和数值模拟研究，总结不同气体和不同气体复合进行稠油多轮次吞吐的增油机理如下。

（1）减氧空气不易溶于水和油，注入时，以分散相小气泡离散在水流通道中；生产时，小气泡聚集成大气泡或气体段塞，随水相流过喉道时增加阻力，对水流形成封堵，迫使水转向油富集区，提高波及体积。在非水淹区的气体主要以置换难以流动的原油为主。其增油机理主要是封堵水流通道+置换，其提高采收率模式主要表现为驱油。

（2）二氧化碳注入时为液相，进入储集层后增加了膨胀能，易溶于油。在水淹区一方面降低残余油黏度和萃取原油轻质组分，另一方面和减氧空气作用相似，游离态的气体在水流通道上易发生贾敏效应，增加水流阻力，扩大波及体积。在非水淹区，二氧化碳溶于原油，降低原油黏度，增加原油流动性。其增油机理主要为封堵水流通道+降黏+萃取+增能，其提高采收率模式以驱油为主，洗油为辅。

（3）天然气易溶于油，增加原油弹性能，降低原油黏度，可有效动用稠油中的重质组分。水驱、减氧空气或者二氧化碳吞吐后，近井区域积聚了较多的胶质和沥青质，降低了油相流动能力，也堵塞了流动通道。天然气吞吐可降低胶质和沥青质的黏度，提高其流动性，疏解近井地带的流动通道，弥补了二氧化碳（降黏和萃取轻质组分）的不足。其增油机理主要为降黏+解堵+增能，其提高采收率模式表现为洗油。

（4）二氧化碳+减氧空气复合吞吐可充分地发挥驱油作用。先注入的二氧化碳在水淹区域溶解于油中，发挥深部洗油作用；返排时形成近似泡沫油，增加水流阻力，实现深部调剖。加上减氧空气的协同堵水作用，二氧化碳进入非水淹区，发挥驱油作用，该复合吞吐具有深部洗油和双重驱油的作用。

（5）减氧空气+天然气复合吞吐有利于沥青质的采出。先注入的减氧空气深入地层，起堵水作用，改善水驱流线，天然气溶解近井高黏物质，增加原油流动性，解除近井地带流动通道的堵塞，复合吞吐增强了近井洗油解堵和深部驱油的协调作用。

7 现场效果

7.1 二氧化碳+减氧空气复合吞吐

现场有多口井进行该复合吞吐改善了开采效果，特别是玉东2-23 井和玉东2-16 井，前者采用的是减氧空气+二氧化碳+减氧空气段塞形式，后者采用的是先注入减氧空气和二氧化碳的混合气体，再注入减氧空气，2 口井的复合与先注入二氧化碳后注入减氧空气本质是一样。措施结果是平均单井增油量5.2 t/d，对比前一轮次减氧空气吞吐平均增油2.8 t/d，含水率对比前一轮次平均下降14%，复合吞吐取得了一定效果，2口井都是第7轮次采用的复合吞吐，累计产油量分别增加了689 t和218 t。

7.2 减氧空气+天然气复合吞吐

现场采用的是减氧空气吞吐后改注天然气，其中玉东204-121 井在减氧空气吞吐中实现单轮次增油440 t，改为天然气吞吐后，2 个轮次都保持高达600 t的增油量。玉东204-230 井在减氧空气吞吐中仅有40 t 的增油量，改注天然气后，实现了2 个轮次600 t的增油量。以上2 口井的吞吐实践间接验证了先注减氧空气再注天然气的增油效果。